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CAPITULO IV ESTABILIDAD DE VOLTAJE EN EL SIN
49 E.T.S.I. – UNIVERSIDAD DE SEVILLA R.C.D.A.
4 ESTABILIDAD DE VOLTAJE EN EL SIN
4.1 BREVE REPASO TEÓRICO
4.1.1 Definición de Estabilidad de Sistemas de Potencia
La estabilidad de un sistema de potencia es la habilidad del sistema eléctrico de potencia,
para dadas las condiciones iníciales de operación, de recuperar el estado de operación de
equilibrio, después de ser sujeto a un disturbio físico.
El sistema de potencia es un sistema altamente no lineal que opera en un ambiente de
constante cambio; las cargas, generadores y parámetros de operación cambian
continuamente. Cuando está sujeto a una perturbación, la estabilidad del sistema depende
de las condiciones iníciales de operación, así como también, de la naturaleza de la
perturbación.
Un SEP está sujeto a un amplio rango de perturbaciones, pequeñas y grandes. Pequeñas
perturbaciones en la forma de cambios en la carga ocurren continuamente; el sistema debe
tener la capacidad de ajustarse a las condiciones de cambio y operar satisfactoriamente.
El sistema también debe estar en la capacidad de sobrevivir ante numerosas
perturbaciones severas, tales como un cortocircuito en una línea de transmisión o pérdida
de una importante fuente de generación. Una gran perturbación puede ocasionar cambios
estructurales debido al aislamiento de los elementos fallados como resultado de la
actuación de los relés de protección.
Un sistema de potencia puede ser estable para una perturbación física dada, y ser inestable
para otra. Es impráctico y no es económicamente viable diseñar un sistema de potencia
para soportar a todas las posibles fallas y/o perturbaciones. Los estudios de sistemas de
potencia, identifican la soportabilidad del sistema para un grupo de contingencias
seleccionado en base a una razonable probabilidad de ocurrencia de las mismas. [24]
Asimismo, para garantizar la seguridad del SEP, es una práctica común en la industria
eléctrica, el empleo de esquemas de protección complementarios que actúen como
respaldo en el sistema; ante contingencias poco probables y/o severas.
Los SEP están constantemente experimentando fluctuaciones de pequeña magnitud. Sin
embargo, para evaluar la estabilidad cuando el sistema es sometido a una perturbación
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específica, usualmente se asume que la condición inicial de operación del sistema es de
estado estable. Esta hipótesis es válida tomando en cuenta que las variaciones son
razonablemente pequeñas.
4.1.2 Clasificación de la estabilidad en sistemas de potencia
La estabilidad del sistema de potencia es un solo problema global; sin embargo, no es
práctico tratar con él como tal. La inestabilidad del sistema de potencia puede adoptar
diferentes formas y está influenciado por una amplia gama de factores.
El análisis de estabilidad, es más simple de abordarlo si se realiza una adecuada
clasificación en categorías, para la clasificación de la estabilidad en sistemas de potencia
se consideran:
La naturaleza física de la inestabilidad resultante.
El tamaño de la perturbación.
Los dispositivos, procesos y los intervalos de tiempo que deben ser tomados
en consideración.
Los métodos más apropiados para calcular y predecir la estabilidad
La Figura 4.1 proporciona una visión global del problema de estabilidad de sistemas
eléctricos de potencia, identificando sus categorías y sub-categorías. En la misma se
observa que la estabilidad de voltaje, es una subcategoría de la estabilidad de un SEP [24].
Aunque las tres categorías se refieren a diversos aspectos del problema de estabilidad, en
términos del análisis y de la simulación son realmente las extensiones de unas a otras sin
límites claramente definidos.
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Figura 4.1 Clasificación de estabilidad en Sistemas de Potencia [1], [26] y [25].
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4.1.3 Comentarios sobre la Clasificación
La clasificación de la estabilidad se ha basado en varias consideraciones a fin de que sea
conveniente para la identificación de las causas de la inestabilidad, la aplicación de
herramientas de análisis adecuados, y el desarrollo de medidas correctoras eficaces para
un problema de estabilidad específico. Es evidente que existe cierta superposición entre
las distintas formas de inestabilidad, ya que como los sistemas fallan, más de una forma
de inestabilidad en última instancia, puede emerger. Sin embargo, un evento del sistema
debe ser clasificado basado principalmente en el fenómeno de iniciación dominante,
separados en las relacionadas principalmente con la tensión, ángulo del rotor, o
frecuencia.
Si bien la clasificación de la estabilidad del sistema eléctrico es un medio eficaz y
conveniente para hacer frente a las complejidades del problema, la estabilidad general del
sistema se debe mantener siempre en mente. Las soluciones a los problemas de estabilidad
de una categoría no deben hacerse a expensas de otro. Es fundamental examinar todos los
aspectos de los fenómenos de estabilidad, y en cada aspecto de más de un punto de vista.
En el presente Capítulo se dedicará a estudiar exclusivamente el fenómeno de estabilidad
de tensión (utilizando métodos de análisis estáticos), las características del fenómeno, los
métodos de solución y medidas de prevención. En el Capítulo V se estudia el fenómeno
de estabilidad de en régimen dinámico.
4.1.4 Estabilidad de tensión
La Estabilidad de Tensión es definida por IEEE/CIGRE [24] como:
“La habilidad del sistema de potencia de mantener los voltajes de estado estable en todas
las barras del sistema después de haber sido sujeto a un disturbio desde una condición
inicial dada”.
En términos generales, la Estabilidad de Tensión es definida como la capacidad del SEP
de mantener las tensiones constantes en todas las barras del sistema después de la
ocurrencia de una perturbación pequeña o grande para una condición inicial de operación
dada.
El control de tensiones y la gestión de potencia reactiva están íntimamente ligados. Para
el control de tensión es necesario el uso de equipos de generación y transporte para
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inyectar o absorber potencia reactiva con el fin de mantener las tensiones en todas las
barras del sistema dentro los márgenes requeridos.
La inestabilidad que puede resultar en la forma de una progresiva caída o elevación de la
tensión en algunas barras. Un posible resultado de la inestabilidad es la pérdida de carga
en un área, o el disparo de una LT y otros elementos por sus sistemas de protección. La
pérdida de sincronismo de algunos generadores puede resultar de una de estas salidas.
4.1.5 Colapso de Tensión
El término Colapso de tensión se usa a menudo, y es el proceso por el cual la secuencia
de eventos que acompañan a la inestabilidad de tensión conduce a un apagón o tensiones
bajas anormales en una parte significativa del sistema de potencia.
El colapso de tensión es un fenómeno inherentemente no lineal y es natural usar técnicas
de análisis no lineales como la teoría de bifurcación para estudiar el colapso de tensión e
idear maneras de evitarlo. [24]
4.1.6 Factores que causan inestabilidad de Tensión
Los factores que causan la inestabilidad de tensión son:
Aumento de la carga, o exceso de la misma en el sistema.
Grandes distancias entre generación y carga.
Niveles bajos de tensión de generación de las centrales.
Restablecimiento de la carga vía operación de transformadores con cambiadores
de tap bajo carga (ULTC).
Desempeño de equipos de compensación de reactiva (condensadores,
compensadores síncronos, etc.).
Insuficiencia de compensación reactiva en la carga.
Balance de potencia reactiva (demanda excesiva, generación insuficiente).
Pobre coordinación entre varios sistemas de control y protección.
El problema de colapso de tensión puede ser agravado por el excesivo uso de capacitores
de compensación en paralelo.
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4.1.7 Medios de protección para evitar la inestabilidad de Tensión
A continuación se menciona brevemente los medios de protección ante el fenómeno de
la inestabilidad de tensión:
Sistemas de alivio de carga por baja tensión.
Aplicación de equipos de compensación reactiva (compensadores síncronos
y/o estáticos, banco de capacitores, etc.)
Control del cambio de taps en los transformadores con cambiadores de tomas
bajo carga (ULTC).
Sistemas lógicos, rápidos para realizar la desconexión de carga, sistemas
DAC.
Desconexión manual de carga.
4.1.8 Métodos para el estudio de estabilidad de tensión
Cuadro 4.1 Clasificación de Métodos para el estudio de estabilidad de tensión [22] y [35]
Una revisión detallada de los métodos mencionados se presenta en las referencias [22,
35], en lo sucesivo se realiza un mayor énfasis en lo aplicativo de los métodos y técnicas
de análisis al SIN.
Curvas PV
Curvas VQ
Análisis de sensibilidad VQ
Análisis Modal
Factores de participación de las Barras
Factores de participación de las ramas
Factores de participación de generadores
Técnicas basadas en fasores y vectores de tensión
Índices de estabilidad de tensión VCPI
Índice de proximidad a la inestabilidad de voltaje (VIPI)
Índices de estabilidad de tensión de líneas
Índice de Soporte de Potencia Reactiva (RSI)
Índice FVSI (Fast Voltage Security Index)
Índice de Desempeño de Ramas
Índice de estabilidad de línea Lmn
Índice de estabilidad de línea LQP
Técnicas Basadas en energía
Índice V/Vo
Flujos Continuos de Potencia
Métodos de Análisis Dinámico
Índice del vector tangente TVI
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Métodos de Monitoreo
Quasi-Estado Estable - simulación de larga duración
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4.2 APLICACIÓN ANÁLISIS DE ESTABILIDAD DE TENSIÓN AL SIN
Se realiza el análisis de estabilidad de tensión sobre el Sistema Interconectado Nacional
(SIN), se utilizan los siguientes métodos:
Método de Análisis de Sensibilidad V-Q
Método de Análisis Modal
Método Curvas P-V
Método Curvas V-Q
Según el Cuadro 4.1 Los métodos mencionados, todas están clasificadas dentro de la
categoría de Métodos de Análisis Estáticos, más precisamente en el grupo de los métodos
basados en flujos de potencia convencionales.
El análisis se lo realiza para un escenario desfavorable para el SIN, se considera al sistema
fuertemente cargado para época seca del año 2015 (escenario de máximo seco), para ver
el comportamiento del sistema en cuanto a la estabilidad de tensión. Los datos de este
escenario son los mismos utilizados en el capítulo II.
Para realizar el estudio del sistema se partió con el análisis de sensibilidad de las barras
y análisis modal, para ampliar el análisis, se utilizó los métodos de las curvas P-V y Q-
V. Además. Tras la utilización de estas herramientas se puede conocer que barras son más
propensas a cambios en sus tensiones debido a variaciones tanto en la potencia transmitida
como en los reactivos absorbidos por el sistema.
Para el análisis de estabilidad de tensión se utilizó e programa NEPLAN®, ya que en
opinión del autor el módulo de estabilidad de tensión de NEPLAN® presenta más
opciones de análisis que el modulo que viene incorporado en Power Factory DIgSILENT,
en [22] se aborda esta característica de DIgSILENT, para sobrellevar esta limitante se
hace uso del potencial de programación que se tiene en el mismo, es posible desarrollar
algoritmos de cálculo que brinden más opciones de configuración para el análisis de
estabilidad de tensión, en la misma referencia se plantea un diagrama de flujo de un
seudocódigo para mejorar el algoritmo base.
El hecho de haber modelado de todo el SIN en NEPLAN® en un capitulo anterior,
representa una ventaja, ya que NEPLAN al presentar más prestaciones para estudiar el
fenómeno de la estabilidad de tensión, posibilita sin mayor inconveniente elegir a este
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como software para estudiar este fenómeno. Los resultados expuestos fueron procesados
a partir de los obtenidos en NEPLAN.
4.2.1 Análisis de sensibilidad
Se procedió al estudio del sistema a través de las técnicas de sensibilidades propias, el
cual es presentado a continuación. Teniendo presente en el momento de estudiar el
siguiente grafico es necesario tener presente que a mayor sensibilidad menor margen de
estabilidad.
Figura 4.2 Sensibilidades mutuas de barra.
Los datos de la Figura. 4.2 muestran las sensibilidades mutuas de barras, en la misma se
observa que las barras de mayor sensibilidad serían las barras MAR00001 (Unom. = 0,4
kV, y Pnom. = 0,052 MW), QOL00601 y QOL00602 (de 0.62 kV, generadores eólicos
de Snom = 1,579 MVA) son las barras con mayor sensibilidad V-Q del sistema.
Resulta curioso que el operador del sistema eléctrico en algunos lugares tenga modelados
cargas con una potencia pequeña y detalladas hasta un nivel de tensión tan baja, pero para
el análisis realizado se ha respetado todo el detalle que el operador del sistema considera
necesario en el modelado del SIN.
El análisis de sensibilidad brinda con precisión acerca de las sensibilidades más críticas
de todo el sistema en el Cuadro 4.2 se muestra el área de ubicación en el SIN y la tensión
0
5
10
15
20
25
30
MA
R0
000
1Q
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OL0
060
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34V
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10
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34V
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10
08
MC
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14
TAM
02
4
Sensibilidades V-Q [% / Mvar]
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nominal de la barra, es evidente que las mayores sensibilidades se presentan en las barras
de distribución.
Cuadro 4.2 Sensibilidades propias V-Q más críticas del SIN [%/Mvar]
El énfasis del presente estudio es identificar los puntos más débiles del sistema de
transporte (69, 115 y 230 kV), se recurrirán a métodos como las curva P-V y V-Q para
tener un análisis complementario.
Un sistema de potencia tiene estabilidad de tensión si en una condición de operación dada
para cada barra del sistema, la magnitud de la tensión de barra aumenta cuando se
aumenta la inyección de potencia reactiva en la misma. Y el sistema presenta inestabilidad
de tensión si al menos para una barra del sistema, la magnitud de la tensión de barra
disminuye cuando se aumenta la inyección de potencia reactiva en la misma.
En otras palabras el sistema tiene estabilidad de tensión si la sensibilidad VQ es positiva
para cada barra y presenta inestabilidad si la sensibilidad VQ es negativa por lo menos
para una barra. [25]
Nro Barra Sensibilidad U.Nom. [kV ] Área Nro Barra Sensibilidad U.Nom. [kV ] Área
1 MAR00001 25,4197 0,4 Sucre 21 SAC02401 3,3632 24,9 Central
2 QOL00601 12,5625 0,62 Central 22 CHG024 3,3298 24,9 Norte
3 QOL00602 12,5625 0,62 Central 23 BOM024 3,2931 24,9 Oruro
4 TUP024 7,8362 24,9 Sur 24 DDI02502 3,2639 24,9 Sur
5 VIL006 6,3276 6,9 Sur 25 CRQ024 3,2022 24,9 Oruro
6 QUE002 6,2539 2,5 Oruro 26 VIA02502 3,1716 24,9 Norte
7 ACI006 5,8304 6,6 Norte 27 MOX034 3,1207 34,5 Beni
8 VLC010 5,0415 10 Oruro 28 VEL02402 3,0518 24,9 Sur
9 PUN025 4,8022 24,9 Sur 29 SBO034 2,9989 34,5 Beni
10 TUP006 4,717 6,6 Sur 30 BLV006 2,8793 6,6 Oruro
11 TES025 4,7136 24,9 Oruro 31 VIR010 2,7928 10 Área 1
12 AVI025 4,5221 24,9 Oruro 32 YPF010 2,7547 10 Central
13 HUY013 4,3649 13,8 Oruro 33 HUR025 2,7042 24,9 Norte
14 QLC025 4,312 24,9 Oruro 34 HUY024 2,6425 24,9 Oruro
15 ACI025 4,1957 24,9 Norte 35 VAV00601 2,6359 6,6 Tarija
16 CHL006 4,0565 6 Sur 36 DDI02501 2,5803 24,9 Sur
17 TEL024 3,7133 24,9 Sur 37 POR034 2,5696 34,5 Sur
18 VIA025 3,6566 24,9 Norte 38 VEL01008 2,3759 10 Sur
19 TIL006 3,5895 6,9 Norte 39 MCH014 2,2229 13,8 Oruro
20 OCU02401 3,4924 24,9 Central 40 TAM024 2,1347 24,9 Sur
Sensibilidades V-Q [% / Mvar]
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4.2.2 Análisis Modal
Esta técnica se basa en la obtención de los autovalores del sistema, este valor entre más
cercano a cero indica mayor inestabilidad.
Algoritmos analíticos rápidos para el cómputo selectivo de un número especificado de
los valores propios más pequeños hacen que este método de análisis modal sea apropiado
para el análisis de sistemas de potencia complejos grandes.
Para el presente caso se ha especificado el número de autovalores en 20 de los más
críticos.
Cuadro 4.3 Autovalores más críticos del SIN
4.2.2.1 Factores de participación de nodo
En este análisis se partió de los autovalores retornados por NEPLAN® que permite
conocer los valores propios más críticos y ver la relación de los diferentes nodos con
ellos.
Normalmente existen dos tipos de modos. El primer tipo tiene pocas barras con grandes
participaciones y todas las demás barras con participaciones cercanas a cero, indicando
que el modo es muy localizado. El segundo tipo tiene varias barras con grados de
participación pequeños, de magnitudes muy similares, y el resto de las barras con
participaciones cercanas a cero, esto indica que el modo no es localizado. Un modo
localizado típico ocurre si una sola barra de carga está conectada a una red muy fuerte a
través de una línea de transmisión larga. Un modo no localizado típico ocurre cuando una
región dentro de un gran sistema está muy cargado y el principal soporte reactivo de esa
región está agotado o es escaso [22]
NroValor propio
[Mvar / %]Nro
Valor propio
[Mvar / %]
1 0,0393 11 0,20372 0,0471 12 0,21053 0,0706 13 0,22034 0,1221 14 0,22325 0,1408 15 0,23376 0,1557 16 0,24797 0,1669 17 0,25398 0,1752 18 0,26569 0,1899 19 0,2727
10 0,1905 20 0,2744
CAPITULO IV ESTABILIDAD DE VOLTAJE EN EL SIN
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Se tomaron los primeros 6 valores propios críticos para analizar los factores de
participación que estos presentan en las diferentes barras del sistema.
La Figura 4.3 muestran los diferentes factores de participación de barras para los
autovalores más bajos o críticos del sistema, si bien el análisis fue realizado para todo el
sistema, gráficamente solo se muestran los resultados para los 6 autovalores más críticos,
con ellos ya se tiene una idea de las zonas más críticas del sistema.
Se observa que los resultados son muy parecidos a los resultados del análisis de
sensibilidad V-Q, en donde nuevamente las barras más críticas del sistema son las barras
de distribución.
4.2.2.2 Factores de participación de rama
Los factores de participación de las LT indican, para cada modo, cuales ramas consumen
una mayor cantidad de potencia reactiva ante un cambio incremental en la carga reactiva.
Ramas con altos factores de participación son enlaces débiles o están altamente cargados.
Las participaciones son útiles para identificar las medidas necesarias para aliviar los
problemas de estabilidad de tensión y para la selección de contingencias [22].
4.2.2.3 Factores de participación de Generadores
Para cada modo, los factores de participación de los generadores indican que generadores
entregan la mayor potencia reactiva en repuesta a un cambio incremental en la carga
reactiva del sistema. Los factores de participación dan importante información acerca de
la adecuada distribución de las reservas reactivas en todas las máquinas con el fin de
mantener un adecuado margen de estabilidad de tensión [22]
CAPITULO IV ESTABILIDAD DE VOLTAJE EN EL SIN
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Figura 4.3 Factores de Participación de Nodos para los 6 Auto valores más críticos del SIN.
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Figura 4.4 Factores de Participación de Ramas para los 6 Auto valores más críticos del SIN.
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Figura 4.5 Factores de Participación de Ramas para los 6 Auto valores más críticos del SIN.
Es evidente el aporte de la nueva central Misicuni, se observa que para 3 de los autovalores más críticos, MIS 01 tiene un aporte importante de
potencia reactiva en repuesta a un cambio incremental en la carga reactiva del SIN.
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4.2.3 Curvas P - V
Esta técnica consiste en variar la potencia activa que es transferida por cada barra y
observar las variaciones de tensiones. Para la selección de una barra crítica a través de
este método basta con observar la caída de tensión más importante que se presenta en el
sistema para una cantidad específica de potencia.
Para el incremento en las cargas, se optó por lo siguiente: se realiza el incremento en todas
las cargas del SIN de forma de emular un crecimiento en el tiempo de la demanda, el
factor de escalamiento se utiliza un valor en % de la base propia de cada carga del SIN,
se pueden realizar otros tipos de escalamientos, por áreas, o con factores de escalamiento
individuales, pero para fines de identificar los nodos más críticos en una situación futura
inmediata y dado el hecho de que se realiza el estudio en un escenario de carga máxima,
se considera que la opción de adoptada es suficientemente precisa.
Adicionalmente se realizan escalamientos en la generación en unidades de interés, esto
para tomar en cuenta las unidades no despachadas en el caso base, y que de acuerdo al
crecimiento de la demanda es necesario también considerar a las unidades que en el caso
base no estaban despachadas, tomando en cuenta también la hidraulicidad de la época y
los márgenes reserva rotante.
Se tiene un especial interés en estudiar la red de transporte (69, 115 y 230 kV), para tener
identificadas las oportunidades de mejora y medidas de corrección en el sistema de
transmisión, es ahí donde se hace más critica la cercanía a un posible colapso de tensión.
Si bien se realizaron los estudios para todas las áreas del SIN, no se exponen ni se analizan
los resultados obtenidos para las áreas que tienen un buen margen de cargabilidad, es
decir aquellas cuya característica P-V es más estable, se considera más bien identificar
las áreas con menor margen de cargabilidad analizarlas y así mismo compararlas con un
área que tenga mayor margen de cargabilidad, esto para observar los valores en los las
magnitudes de las variaciones P-V y de las variaciones V-Q.
En [22], un estudio académico de una red reducida del Sistema Troncal Interconectado
(STI) desde el punto de vista de la estabilidad de tensión se concluyó que para los años
2010 a 2012 que los nodos más débiles del STI serían: TRI115 (Área Beni) y VIL069
(Área Sur), ambas barras son los extremos de un trasporte radial.
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A partir de analizar la red completa del SIN en NEPLAN, sistema se analizará cual es la
situación de estas dos áreas y de ser el caso se identificará otra área del sistema que fuese
propensa a la inestabilidad de tensión.
Las siguientes graficas fueron obtenidas con el módulo de estabilidad de tensión
programa NEPLAN.
4.2.3.1 Análisis de Curvas P-V Área Beni
Figura 4.6 Curvas P–V de Área Beni
Se Observa que las curvas tienen un comportamiento similar en la pendiente, esto por la
característica radial de las LT con subestaciones de retiro intermedias, la barra con mayor
caída en la pendiente es la barra MOX115 y no TRI115 como en [22], esto debido a que
en los últimos dos años se incrementó la generación en la ciudad Trinidad (TRI115), en
este caso unidades de generación a Diésel (característica del Área Beni), logrando que la
regulación de la tensión sea mejor que lo contemplado en [22] en la que la generación y
los límites de reactivo de las unidades no eran lo suficientes para tener adecuados niveles
de tensión.
El incremento de generación en el área Beni permite tener unidades de reserva y
adicionalmente, la capacidad de regulación mejora bastante, obsérvese que al momento
en que los flujos de potencia dejan de converger (punto cercano al de colapso) la tensión
más baja, sufre una pequeña diferencia de respecto de la nominal y dentro de los límites
de las condiciones mininas de operación.
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4.2.3.2 Análisis de Curvas P-V Área Central
Figura 4.7 Curvas P–V de Área Central
En general, por las características del área se tiene abundante generación, la mayor parte
de las barras del área tienen un comportamiento casi lineal, manteniendo los niveles de
tensión cerca del nominal ante los incrementos de carga, a estas barras se considera que
no es necesario mostrarlas en las características P-V, pero aparte de las barras con perfil
ideal, se tienen las barras frontera como: OCU115, PUN230, SUC230, SUC115 y
CAT069, las cuales son barras con el comportamiento menos característico del área,
dicho de otra manera; serían las barras que tienden a ser las más deficientes del área, esto
no es de extrañarse ya que estas barras al ser barras frontera se encuentran ya alejadas de
las unidades de generación del área.
Obsérvese que al momento en que los flujos de potencia dejan de converger (punto
cercano al de colapso) la tensión más baja, se presenta para las barras OCU115 y PUN
230, la tensión esta alrededor del 85% de la tensión nominal.
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4.2.3.3 Análisis de Curvas P-V Área Sur
Figura 4.8 Curvas P–V de Área Sur
La zona sur del sistema eléctrico presenta las características más desfavorables en cuanto
a las características P-V, el Área Sur es un área principalmente importador de potencia,
esta característica hace que el control de tensión en el área sea limitado.
Las barras CHI069, TUP069, y VIL069 son las barras más críticas del área y como se
verá posteriormente también del SIN. Estas barras forman parte de una red de transporte
en disposición radial que llega hasta la ciudad fronteriza de Villazón.
Obsérvese que al momento en que los flujos de potencia dejan de converger (punto de
colapso) la tensión más baja, se presenta para las barras VIL69 y VIL006, la tensión está
alrededor del 72% de la tensión nominal, de hecho, las barras que hacen que los flujos de
potencia dejen de converger son estas dos barras. De hecho, poco antes del colapso es la
barra de distribución la que tiene un decaimiento mayor, como se muestra gráficamente,
esto coincide con los análisis de sensibilidad V-Q y el análisis Modal de autovalores Q-
V.
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4.2.3.4 Análisis de Comparativo de curvas P-V más críticas del SIN.
Figura 4.9 Curvas P–V de las Barras más críticas del SIN
En la gráfica anterior se muestran una comparación de las característica P-V de las barras
más críticas de las áreas analizadas, en ella se observa claramente que las barras del Área
Sur son las barras con menor margen de cargabilidad, es así que se identifica el área más
débil del SIN desde el punto de vista de la estabilidad de tensión.
4.2.4 Curvas Q – V
El método de las curvas VQ, expresa la relación entre la inyección de potencia reactiva
(Q) y la tensión de una determinada barra, es decir, muestra la relación entre el soporte
reactivo de una barra y la tensión en la misma.
Estas curvas muestran la sensibilidad y variación de las tensiones de las barras con
respecto a las inyecciones (entregadas o absorbidas) de potencia reactiva.
El punto donde dQ/dV=0, constituye el punto límite de estabilidad de tensión (colapso).
Todos los puntos a la izquierda de este punto, se asumen como inestables y los puntos de
operación a derecha se asumen como estables.
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Figura 4.10 Característica de las Curva V-Q. [22]
El criterio de las curvas V-Q es utilizado para la ubicación de las barras críticas del
sistema. En el momento de estudiar o tratar de conocer la debilidad de una barra con
respecto a las demás que componen un sistema es necesario observar la pendiente que
describe dicha curva, a mayor pendiente mayor estable es la barra.
El colapso de voltaje se inicia en el nodo más débil y se va propagando a otros nodos
débiles. Por lo tanto, el nodo más débil es el más importante en los análisis de colapso de
voltaje al usar las técnicas de las curvas Q - V. El nodo más débil es aquel que presenta
una de las siguientes condiciones: a) tiene el punto de colapso de voltaje más alto, b) tiene
el margen de potencia reactiva más bajo, c) tiene la mayor deficiencia de potencia reactiva
o d) tiene el cambio más alto de voltaje, en porcentaje.
4.2.4.1 Análisis de curvas V-Q del Área Beni
Figura 4.11 Curvas V-Q Área Beni
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La Figura 4.11 muestra las Curvas V-Q para el Área Beni, en ella se observa que la barra
de TDD-115 es la que tiene un menor margen de potencia reactiva con 25 Mvar, seguida
de con 27 Mvar SIM-115, las barras SBJ-115 y YUC-115 tienen un mayor margen de
potencia reactiva.
4.2.4.2 Análisis de curvas V-Q del Área Central.
Figura 4.12 Curvas VQ para el Área Central
La Figura 4.12 muestra las Curvas VQ para el Área Central, y en general en la mayoría
de las barras se cuenta con unas características de V-Q con un buen margen de
cargabilidad, solo se exponen los perfiles de barras con menor margen de potencia
reactiva y un par de barras típicas en los centros cercanos a la generación (perfil ideal),
en ella se observa que las barras OCU115, PUN230, SUC230 son las barra con menor
margen de potencia reactiva del área, porque las mismas son barras frontera del área y
están ya alejadas de los centros de generación, pero este margen de potencia es un valor
superior a 40 Mvar.
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4.2.4.3 Análisis de curvas V-Q del Área Sur.
Figura 4.13 Curvas V-Q Área Sur
El Área Sur del SIN presenta la características en las curvas V- Q con menor margen de
potencia reactiva, la barra con menor margen de potencia reactiva es la barra de VIL006
(Barra de distribución) cuyo margen de potencia reactiva es 2.5 Mvar, obsérvese que esta
barra es asimismo una de las barras con mayor sensibilidad V-Q y el análisis Modal de
autovalores Q-V del SIN.
Como ya se mencionó se realiza un mayor énfasis en estudiar el sistema de transporte
(69, 115 y 230 kV.), es así que la barra VIL069 es la barra más crítica del sistema de
trasporte con un margen de potencia reactiva de 7 Mvar, seguida delas barras TUP069
con 10 Mvar y CHL069 con 12,8 Mvar, estas barras forman son de un sistema de trasporte
en disposición radial y por lo mismo se encuentran alejadas de los puntos de generación.
Obsérvese que la barra TEL069 al encontrarse más cerca de la red mallada y de la
generación, cuenta con un mayor margen de potencia reactiva.
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4.2.4.4 Análisis de curvas V-Q de las barras más críticas del SIN
Figura 4.14 Curvas V-Q de las Barras más críticas del SIN
En la Figura 4.14 se muestra una comparación de las barras más críticas del SIN, en ella
se incluyen barras de transporte y barras de distribución con mayor sensibilidad de
acuerdo al análisis de sensibilidad de V-Q.
Resulta evidente que las barras MAR00001 (de 0.4 kV.), QOL00601 y QOL00602 (de
0.62 kV.) son las barras más débiles del SIN con un margen de potencia reactiva menor
a 2 Mvar.
En la Figura 4.4 se incluye en el análisis, las barras de distribución para confirmar los
resultados del análisis de sensibilidad V-Q con la técnica de las curvas V-Q.
En cuanto al sistemas del transporte, de lo expuesto anteriormente se observa que la zona
más propensa a una inestabilidad de tensión sería el área Sur del SIN, siendo la barra más
crítica VIL069 seguido de TUP069 y CHIL069.
4.2.5 Aplicación de medidas correctivas.
Al ser VIL069 la barra más débil de transporte en el SIN, se plantea como una posible
medida correctiva, la compensación de potencia reactiva y así aumentar el margen de
cargabilidad.
En el Cuadro 4.4 se presenta la característica V-Q de la barra VIL069, en ella se observa
la potencia reactiva necesaria para tener en la barra tensión nominal, se toma este valor
como para plantear el análisis de la compensación.
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Cuadro 4.4 Característica V-Q de la barra VIL069
En la Figura 4.15 se presentan las curvas PV para la barra VIL069 con y sin la
compensación de potencia reactiva, es evidente que el perfil de la curva mejora con la
compensación, incrementando asimismo el margen de cargabilidad en la barra VIL069.
Figura 4.15 PV para la barra VIL069 con y sin la compensación
4.3 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Los métodos de análisis de estabilidad de tensión estudiados tienen aplicación
práctica tanto en la etapa de planificación como en la de operación del SEP.
Mediante el uso de las curvas PV y VQ se pueden obtener una aproximación
bastante buena del punto de colapso de tensión, este es un método que utilizan una
gran mayoría de los programas eléctricos, tales como DIgSILENT, Neplan, y
otros.
El análisis de sensibilidad V-Q y el análisis modal aplicado a estudios de
estabilidad de tensión, revela importante información acerca de las barras críticas
del sistema; pero para tener una visión más completa del fenómeno e idear
V [%] 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 105 110 115 120
Q [Mvar] -7,47 -7,57 -7,43 -7,06 -6,48 -5,69 -4,70 -3,49 -2,06 -0,41 1,60 3,72 6,06 8,64 11,45
Característica V-Q de la Barra VIL 069
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medidas de prevención es necesario considerar los factores de participación de
potencia activa y reactiva.
Actualmente el sistema eléctrico boliviano, en condiciones de operación normal,
no tiene problemas de estabilidad de tensión, pero dado el actual crecimiento de
la demanda será necesario la construcción de nuevas unidades de generación,
líneas de transmisión y la instalación de equipos de compensación para evitar
posibles problemas de estabilidad de tensión a corto plazo.
Del escenario de carga analizado se determinó que el Área Sur del SIN es el área
más débil en cuanto a estabilidad de tensión. Se observa también que el margen
de cargabilidad del SIN es de alrededor de un 25% adicional a la máxima utilizada
(Max. Sec. 2015), la técnica de análisis deja de converger debido las barras del
área Sur.
Se recomienda operar el SIN con niveles de tensión iguales o superiores al valor
nominal, sin violar los límites máximos permitidos. Los condensadores shunt
llegan a ser más efectivos cuando entregan potencia reactiva a mayor voltaje.
